海上风电柔性直流输电换流变差动保护的适应性分析

程 骁，顾乔根，任旭超，郑 超，黄 涛，张宝顺

（1. 南京南瑞继保电气有限公司，南京 211102；2. 国网江苏省电力有限公司，南京 210024）

0 引言

近年来，国内大型海上风电柔性直流输电工程的正式投运开启了中远海上风电电经柔性直流输电送出的新纪元［1-3］，填补了国内该技术领域的多项空白，有效解决了海上风电场大容量、远距离输电的问题，对未来中国海上风电规模化开发建设具有引领和示范作用［4-6］。

常规电网的电源以旋转电机为主，当电网发生故障时，短路电流的大小及相位取决于系统阻抗和短路阻抗。而以风力发电为典型代表的新能源发电系统，不再具有传统意义上的旋转惯性，柔性换流阀的控制特性也具有强非线性特征，因此柔性输电系统的故障特性与普通电力系统相比有较大差异［7-15］，柔性直流输电系统相关保护的可靠性、选择性面临挑战。分析现有文献可知，柔性直流输电方向的现有研究多集中于故障穿越、故障电流抑制及控制策略，该系统下变压器故障特性以及变压器差动保护适应性分析较少提及。

文献［16-20］分析了柔性直流输电系统的故障穿越技术及故障电流抑制技术，探讨了柔性直流输电系统的故障电流分布特性与演变规律，但分析重点在直流侧故障及直流控制策略方面，未涉及交流侧故障分析；文献［21-23］通过将理论与仿真相结合，研究了交流电网故障、IGBT（绝缘栅双极型晶体管）器件故障等多种情况下的逆变器输出短路电流特征，得出了这些故障下逆变器输出短路电流远小于常规系统故障下逆变器输出短路电流的结论，但未涉及元件保护的灵敏性、可靠性分析；文献［24-25］分析了逆变器控制下的稳态短路电流计算方法，并分析了PI（比例-积分）控制器参数、负载水平等因素引起的稳态故障电流下降的问题，但未涉及电流频域分析；文献［26-29］从故障分量的角度出发，分析了逆变器系统输出短路电流中的序分量变化特性，并研究了逆变器系统输出电流中的频域特性及其产生机理。文献［30-31］讨论了高压直流输电系统不对称故障可能引发的换流变压器（以下简称“换流变”）故障性涌流的问题，分析重点在故障非周期分量导致的变压器铁心饱和问题，不涉及故障过程中阀侧交流故障电流的变化特征对差动保护的影响。

国外已发表的柔性直流输电相关文献多集中于直流电网、混合直流技术以及新策略、新原理等方面，在高压直流输电系统交流侧继电保护方面文献较少。文献［32］研究了应用HVDC（高压直流）作为系统软启动的相关保护问题，着重阐述了系统软启动在减轻系统冲击和降低系统谐振方面的应用。文献［33］分析了系统故障、励磁涌流等情形下引发的换流变角侧绕组电流互感器饱和问题，以及对差动保护的影响，未涉及柔性控制过程在系统故障情形下的响应特征。

基于现有柔性直流输电工程的实施，本文着重分析柔性直流输电工程中影响换流变差动保护灵敏性、速动性的因素，并结合相关工程的联调实验情况，分析柔性直流输电系统交流侧变压器区内故障下的波形特征，探讨常规变压器差动保护在此类故障情况下的适应性，为后续类似海上风电柔性直流工程的实施提供工程案例和技术参考。

1 柔性直流输电系统的结构

如图1所示，陆上换流站的换流变连接了换流阀和交流电网，实现柔性电网与交流电网的并网。由于陆上站换流变的网侧为常规电网，陆上站换流变区内故障特征与常规变压器区内故障特征差异不大。

图1 海上风电柔性直流输电系统Fig.1 The VSC-HVDC transmission system connected to offshore wind farms

海上换流站的换流变网侧为风机汇集母线，阀侧为柔性换流阀。正常运行时，潮流由风机汇集母线流入换流变，经换流阀整流后，通过直流海缆输送至陆上换流站。海上换流变区内故障时，可视风机侧、换流阀侧均为电源侧，为双端有源系统，同时也是双端受控系统，这正是柔性直流输电系统中换流变的特殊性所在。下文分析相关控制策略对换流变差动保护的影响。

2 柔性直流输电系统故障特性分析

2.1 换流阀控制保护的故障穿越特性

当交流系统发生不对称故障时，分解图1中的系统电压Um得到正序分量和负序分量，此时交流电压矢量在αβ平面上的运动轨迹为椭圆，即当系统发生不对称故障时，电压矢量的模不恒定，随时间的变化出现波动。因此，为保证联网情形下系统发生不对称故障时阀侧电压稳定，需要对负序分量进行抑制。同时，对阀输出的电流进行控制，当系统发生金属性故障时，设定其输出相电流不超过其能力上限（如1.2倍额定电流）可以保证系统故障时阀组的安全，并具备一定的故障穿越能力，此时阀侧输出电流可视为1.2倍额定电流的近似恒流源。

该限流特性使得同等类型的系统故障情形下，柔性直流系统的短路电流远小于常规交流系统的短路电流，故障特征较为轻微，增加了继电保护的判别难度，同时也使得后备保护的配合存在一定困难。

考虑到系统故障暂态过程中可能存在非周期分量导致短路电流瞬时值越过阀安全阈值（导致阀保护动作、阀退出运行）的风险，一般还设置桥臂过流保护。典型定值为1.65～1.70倍额定电流，该保护动作后短时（一般为10 ms）闭锁阀，此时阀输出的瞬时电流为0。

阀瞬时闭锁措施容易造成故障过程中短路电流不连续，出现电流波形大幅波动的情形（由上升正弦函数值突然跌落至0），使得相电流频域计算产生大量计算谐波，同时造成电流有效值积分下降，干扰差动保护判别。令额定电流为1 A，有效值为1.2 A 的基波正弦波叠加0.6 A 非周期分量，当波形瞬时值大于1.65 A 时，设置瞬时电流为0的基波计算及2、3 次谐波含量计算的结果如表1所示。结果表明，瞬时闭锁时间越长，有效值下降越大，谐波含量越高。

表1 阀瞬时闭锁后的有效值及谐波计算Table 1 The calculated effective values and harmonics after instantaneous locking of the converter valve

2.2 全功率型逆变器的谐波特性

系统发生不对称故障时，短路电流、电压中出现的负序分量导致逆变器直流侧母线电压中产生二倍频振荡，该振荡分量经过控制回路流通后将在逆变器输出的短路电流中生成3次谐波［34］。

该奇次谐波电流使得交流电网侧系统的相电流产生畸变，对变压器差动保护判别造成谐波污染，干扰电流互感器饱和判别，降低保护可靠性。

此外，以图1 中K1点发生不对称故障为例，风机侧输出电流（含3次谐波）由TA1流入差回路，由于区内故障的存在，该3次谐波无法穿越性流出差回路，进而造成差流含3次谐波分量。该特性也将影响差动保护的励磁涌流判别，降低保护可靠性。

3 换流变差动保护影响评估

本章将分析序分量滤除或序分量衰减后对换流变差动保护灵敏度的影响。

由于海上平台空间有限，目前典型海上站换流变为三相一体式、含平衡绕组的主接线形式，一般不设置绕组尾端电流互感器，换流变差动保护取各侧开关电流进行判别，因此换流变差动保护需要滤除零序分量，本文仅分析负序分量消减对比例特性的影响。

设比例制动方程如下：

式中：İi为变压器各侧电流相量；Iqd为稳态比率差动启动定值；Id为差动电流；Ir为制动电流；kb1为比率制动系数整定值(0.2≤kb1≤0.75)，本文设为kb1=0.5。

现有差动保护一般为三折线式比例差动，由于柔性输电系统故障情形下短路电流整体受限，制动电流达不到第三折区域。因此，简便起见，本处采用二折线比例制动式分析方法。

图1所示的各风电场均只送出有功功率，不传送无功功率，即正常运行及K1点故障情形下，换流变网侧母线上的3个线路间隔流入电流均与系统电压同相位。在分析换流变区内故障时，由各风电场送出的电流特性可等同于换流变TA1 网侧电流特性进行分析。

如图1中的两绕组换流变，当变压器发生区内短路时（K1处），记网侧电流相量为İm=Ip∠0°，阀侧电流相量为İn=qIp∠θ°，即设阀侧电流相量的模为网侧电流相量模Ip的q倍，两侧相量角差为θ。

由式（1）可得，差流Id、制动电流Ir、制动门槛Ith分别表示为：

式中：Iqd-0.25为常数，记为aIp。

整理式（2），得到差动保护灵敏度Ks的表达式为：

由式（3）分析可知：角差θ越小（即差回路相电流同向性越好），保护灵敏度越高；当短路电流远大于差动启动值（即a很小）、两侧短路电流为同相位（θ=0°）或单侧有流时，差动保护灵敏度接近于4。

柔性输电系统发生故障时，短路电流受控，一般不会出现远大于差动启动值的情形；差回路的流出电流（正序负荷电流）在减小差流的同时，增加了制动量；此外，负序分量（故障分量）受负序抑制策略的影响，容易出现负序占比降低的故障特征。上述因素都将对差动保护灵敏度产生不利影响。

差流Id、制动电流Ir、制动门槛Ith可分别表示为：

整理式（5），得到差动保护灵敏度Ks为：

系统负序阻抗角与变压器负序阻抗角相近，当故障在变压器区内时，约定远离主变侧为电流互感器极性端，故障负序源位于差回路内部，因此，差回路两侧故障负序分量有较好的同向性，即θ1≈θ3。本处仅分析负序抑制对灵敏度的影响，略去常数项，得到差动保护灵敏度为：

以图1 所示的某220 kV 海上风电柔性直流输电工程模型为例，仿真网侧AC相间短路故障，以网侧正序电压相位为基准，故障进入稳态后，网侧正序电流相量为0.175∠0°A，网侧负序电流相量为0.195∠30°A； 阀侧正序电流相量为1.34∠75°A，阀侧负序电流相量为1.39∠5°A。作相量图如图2所示。

图2 差回路故障相量图Fig.2 Vector diagram of a differential circuit fault

如图2所示，负序分量的同方向性能够助增两侧相电流的同方向性，有助于差动保护灵敏度Ks的提高。

保持图2 中变压器两侧电流的正序分量不变，将两侧电流的负序分量乘以相同小数，分析进一步消减负序分量对差动灵敏度的影响。表2给出了两种差动整定值情形下的灵敏度计算值。

表2 负序进一步消减后的差动灵敏度Table 2 Variations in relay protection sensitivity with the decrease in negative-sequence components

分析表2可以看出：柔性直流输电系统中相电流的负序分量占比越低，则差动保护灵敏度越低，差动定值整定越高，该灵敏度下降幅度越大。本文所述的仿真案例中，在较高差动整定值情形下，当负序完全消减时，差动灵敏度将下降到2以下。

4 仿真验证

以图1 所示的某220 kV 海上风电柔性直流输电工程模型进行RTDS（实时数字仿真系统）动模仿真实验。模型相关参数见表3。由表3 计算可得，换流变网侧二次额定电流为0.533 4 A，阀侧二次额定电流为0.589 7 A。

表3 系统仿真参数Table 3 Simulated parameters of the system

下文对风机停运和风机满载运行这两种工况下的变压器区内各类故障进行仿真分析。继电保护计算过程中会滤除非周期分量，因此，本文不分析系统故障的非周期分量特性。

4.1 风机停运

仿真工况1：风机停运、换流阀零输出功率情形下，1 号换流变区内K1处发生单相金属性接地故障，故障持续时间100 ms。

1 号换流变相关电气量的仿真波形如图3 所示。由于1、2号换流变并列运行，当K1处发生故障时，1号换流变网侧有自2号换流变注入的短路电流，短路电流整体呈下降趋势。同时，非故障相C相电压有较明显的跌落现象。差动比例特性、序分量情况如图4所示。

图3 仿真工况1下的换流变电气量波形Fig.3 Waveforms of electrical quantities of the converter transformer in the first simulated operating condition

图4 仿真工况1下的差动灵敏度及序分量计算值Fig.4 The calculated relay protection sensitivities and sequence components in the first simulated operating condition

图4计算结果表明：在该故障过程中，故障相电流（最大相电流折合约1.3倍额定电流）远小于常规系统金属性单相接地故障电流，且故障相电流、正序分量和负序分量在故障过程中呈现持续下降趋势。受上述因素影响，差动灵敏度整体呈下降趋势，当差动启动值整定为0.6 p.u.时，纵差保护灵敏度最高为2.5，最低为1.6。在该仿真中，两侧电流变化相对平缓，因此波形谐波含量相对较低，常规差动保护能够较快动作。

仿真工况2：风机停运、换流阀零输出功率情形下，1 号换流变区内K1处发生相间金属性短路故障，故障持续时间100 ms。

故障过程的换流变相关电气量仿真波形如图5所示。在故障后第10 ms，阀进入短时闭锁状态，输出相电流瞬时值接近于0，共持续约10 ms，故障相电流存在短时间断特征。故障过程中，稳态短路电流约折合1.2倍额定电流。

图5 仿真工况2下的换流变电气量波形Fig.5 Waveforms of electrical quantities of the converter transformer in the second simulated operating condition

分析故障过程的差动保护灵敏度和谐波计算结果如图6所示。受阀短时闭锁影响，系统进入故障后的短时内，相电流出现剧烈变化，因此相电流和差流2次谐波计算均产生较长时间的高含量计算谐波，故障后约25 ms相电流进入稳态，此后谐波计算值逐渐跌落至小值。在该过程中，当差动启动值整定为0.6 p.u.时，纵差保护灵敏度最高为2.1，最低为1.4。

图6 仿真工况2的下差动灵敏度及序分量计算值Fig.6 The calculated relay protection sensitivities and sequence components in the second simulated operating condition

阀的瞬时闭锁过程延长了2次谐波含量的计算值衰减时间，该过程引起继电保护的饱和、励磁涌流等谐波判据开放速度缓慢，差动保护动作速度下降，低于常规交流系统中典型区内金属性故障下的保护动作速度。

仿真K1点两相接地和三相短路故障，整体特征、相关计算值与相间短路相似，本处不再赘述。

4.2 风机投运

仿真工况3：风机满功率送出、2 号换流变停运，仿真1 号换流变区内K1处发生金属性A 相接地故障，故障持续时间100 ms。

故障过程的换流变相关电气量仿真波形如图7所示。观察波形特征可知：故障期间风机侧输出电流中，故障相、非故障相电流均存在谐波特征，以奇数次较为明显。换流阀侧非故障相也出现了谐波畸变特征。此外，故障后约1个周期出现了阀侧输出电流短时跌落的现象，该特征也产生了较高的谐波。

图7 仿真工况3下的换流变电气量波形Fig.7 Waveforms of electrical quantities of the converter transformer in the third simulated operating condition

计算该故障过程的相电流特征谐波，非故障相谐波特征如图8 所示。由图8 可知：系统故障后，风机侧输出电流出现短时波动，故障进入稳态后，非故障相电流中3次谐波含量较高，波形畸变明显，B相稳态3次谐波含量约为50%，C相稳态3 次谐波含量约为25%。由于故障相的基波分量有效值高于非故障相，故障相3次谐波含量稳态值低于非故障相，故障相电流整体以工频为主。

图8 仿真工况3下风机侧非故障相电流谐波分析Fig.8 Harmonic analysis of non-fault phase currents on the wind turbine side in the third simulated operating condition

阀侧波形特征与仿真工况2较为相似，波形有短暂的限流波动过程。故障过程的差动灵敏度及差流谐波含量分析如图9 所示，由图9 可以看出：受该电流波动影响，故障后2个周期内差流存在较大的2次谐波含量，该波动也引起了差动保护灵敏度的下降，当差动启动值整定为0.6 p.u.时，差动保护灵敏度波动范围为2.0～2.5。

图9 仿真工况3下的差动灵敏度及差流谐波含量分析Fig.9 Analysis of relay protection sensitivity and harmonic content of differential current in the third simulated operating condition

仿真工况4：风机满功率送出、2 号换流变停运，仿真1号换流变区内K1处发生金属性AC相间故障，故障持续时间100 ms。

故障过程的换流变相关电气量仿真波形如图10 所示。观察波形特征可知：故障期间风机侧输出电流存在谐波畸变特征。类似于仿真工况2，阀在故障期间出现了短时闭锁，该时间段内输出短路电流瞬时值接近于0，波形有间断。

图10 仿真工况4下的换流变电气量波形Fig.10 Waveforms of electrical quantities of the converter transformer in the fourth simulated operating condition

计算故障过程的相电流特征谐波如图11所示。由图11 可知：系统故障后，风机侧输出电流的谐波以3次谐波为主，由于非故障相基波分量有效值不大，因而该相谐波含量计算值较高，稳态计算值接近100%，故障相C 相稳态3 次谐波含量约为15%～20%。

仿真工况4下的差动灵敏度及差流谐波含量分析如图12所示。由图12可知：受故障后出现的阀短时闭锁影响，故障后2个周期内差流出现大幅变化，因而产生较大的2次谐波，该波动也使该区间内差动保护灵敏度下降至1以下，当差动启动值整定为0.6 p.u.时，差动保护的稳态灵敏度波动范围为1.8～2.2。

综合上述仿真结果可知：在系统不对称故障期间，本文所述的海上风电柔性直流输电工程风机侧送出电流含3 次谐波，该3 次谐波在故障相、非故障相中均有分布；换流阀设置的短时闭锁、限流措施大幅降低了系统短路电流，同时该控制过程也造成了波形在短时间内大幅波动，抬高了谐波含量。上述因素均容易对继电保护形成谐波污染，导致继电保护谐波闭锁判据开放缓慢，保护速动性受到影响。同时，系统短路容量的降低还拉低了差动保护灵敏度，同故障类型下，柔性直流输电系统的短路电流远小于常规输电系统，仿真结果与理论分析结果相符。

5 结论

本文进行了海上柔性输电系统的换流变差动保护适应性分析，得到如下结论：

1）全功率型逆变器在暂态故障过程中，负序分量受到一定程度的抑制，但未被完全消除，整体趋势呈现消减特征。在系统不对称故障情况下，逆变器输出的短路电流中含3次谐波分量，将影响差动保护的励磁涌流判别和电流互感器饱和判别。

2）换流阀的负序抑制、限流措施使得系统故障期间正、负序分量持续跌落，电流故障特征削弱，短路电流水平远小于常规输电系统的同类型故障。

3）柔性直流输电系统中受电流抑制、阀短时闭锁等措施影响，纵差保护灵敏度有所降低。工程应用时，在不影响保护可靠性的基础上，可适当降低差动保护启动定值，提高保护灵敏度。

4）在柔性直流输电系统故障的暂态过程中，相电流、差流波形畸变明显，谐波含量丰富，容易对差动保护形成谐波污染，降低差动保护可靠性和速动性。